Еколого-гідрогеологічні особливості пластових та супутніх вод Пинянського газового родовища

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Анотація

Досліджені еколого-гідрогеологічні особливості пластових та супутніх вод Пинянського газового родовища. Водоносні горизонти родовища сформовані водами гідрокарбонатнонатрієвого, сульфатнонатрієвого, рідше хлориднокальцієвого та хлоридномагнієвого типів. Останні два типи є переважно контурними та підошовними водами газових покладів. Мінералізація пластових вод Пинянської структури коливається в межах 2,6−26,9 г/л без витриманої вертикальної гідрогеохімічної зональності. Гідродинамічна ізольованість структури зумовлена потужними насувом глинисто-соленосних утворень відкладів Самбірського покриву.

Супутні води майже виключно гідрокарбонатнонатрієвого типу з мінералізацією від 2,74 до 29,84 г/л. За складом вони переважно хлоридно-гідрокарбонатні натрієво-кальцієві, забруднені фенолами (леткими та нелеткими), нафтеновими, гуміновими та жирними кислотами.

Виходячи з експлуатаційних, геологічних та гідрогеологічних характеристик родовища, виділено сприятливі горизонти для закачування супутніх вод, якими є горизонти пісковикових колекторів у відкладах НД-7 та НД-8 нижнього сармату. Розраховано пружні потенціали для цих горизонтів, які для горизонту НД-7 при репресії 10 атм становитимуть 22 • 106 м3, для горизонту НД-8 — 11,9 • 106 м3.

Исследованы эколого-гидрогеологические особенности пластовых и сточных вод Пынянского газового месторождения. Водоносные горизонты месторождения представлены водами гидрокарбонатнонатриевого, сульфатнонатриевого, реже хлориднокальциевого и хлоридномагниевого типов. Последние два типа вод есть в большинстве случаев контурные или подошовные для газовых скоплений. Минерализация пластовых вод колеблется в пределах 2,6−26,9 г/л без четкой вертикальной гидрогеохимической зональности. Гидродинамическая изолированность структуры обусловлена крупным насувом глинисто-соленосных пород Самборского покрова.

Сточные води почти исключительно гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией от 2,74 до 29,84 г/л. За складом они хлоридно-гидрокарбонатные натрий-кальциевые, с высокими концентрациями фенолов (летучих и нелетучих), нафтеновых, гуминовых и жирных кислот.

Исходя из эксплуатационных, геологических и гидрогеологических характеристик месторождения, выделено приемлемые горизонты для закачки сточных вод, которыми есть горизонты песчаных коллекторов в отложениях НД-7 и НД-8 нижнего сармата. Рассчитаны пружные потенциалы для этих горизонтов, которые для НД-7 при репрессии 10 атм становят 22 • 106 м3, для НД-8 — 11,9 • 106 м3.

Вступ

Сучасний народногосподарський комплекс України, що значною мірою визначається геологічними (рельєф, корисні копалини) чинниками, при ірраціональності його ведення, переважання в його структурі гірничо видобувних галузей, некомплексності використання мінеральних ресурсів, застарілих технологій і інших факторів створює зростаючий, у багатьох аспектах деструктивний вплив на геологічне середовище.

Значна частка цього впливу припадає на нафтогазовидобувну галузь, оскільки видобуток вуглеводнів у нашій країні ведеться у трьох регіональних нафтогазоносних провінціях — Карпатській, Дніпровсько-Донецькій та Причорноморській.

При пошуках, розвідці і експлуатації нафтових і газових родовищ у значній мірі порушується екологічний баланс надр, підземних та поверхневих вод, грунтово-рослинного шару і повітря. Забруднювачами є промивна рідина, буровий шлам, токсичні супутні (стічні) нафтові чи газові води, паливно-мастильні матеріали, флюїди при аварійному фонтануванні чи випробовуванні свердловин, інтенсивні нафтогазопрояви, викликані порушенням стану консервації покладів, герметичності свердловин і т. п.

Метою даної роботи було дослідження еколого-гідрогеологічних особливостей підземних пластових та супутніх (стічних) вод Пинянського газового родовища, яке знаходиться у північно-західній частині Більче-Волицького нафтогазоносного району Передкарпатської нафтогазоносної області. Наступне завдання полягало у розробці на його основі оптимальних шляхів для подолання потенційної екологічної небезпеки, зумовленої накопиченням значного об'єму стічних вод.

Робота виконана на фактичному матеріалі, зібраному під час проходження виробничої практики. Хімічні аналізи підземних вод та заміри пластових тисків та температур проведені співробітниками ДП «Західукргеологія» при бурінні та опробовуванні свердловин. Аналітичні опробовування супутніх вод родовища здійснені у хімлабораторії ДП «Львівтрансгаз».

Дипломна робота оформлена у дев’яти основних розділах. У першому розділі розкрита фізико-географічна характеристика району. Наступний розділ присвячений геологічній будові Зовнішньої зони Передкарпатського прогину. У третьому розділі розкрита геологічні будова і газоносність Пинянського родовища. Четвертий розділ висвітлює гідрогеологічні умови родовища. Еколого-гідрогеохімічна характеристика супутніх вод Пинянського газового родовища викладена у п’ятому розділі. Шостий розділ висвітлює загальний еколого-гідрогеологічний стан нафтогазопромислів Передкарпаття та їхній вплив на довкілля. У сьомому та восьмому розділах розглянуті фізико-хімічні характеристики нафтенів та фенолів, які є основними токсичними сполуками у супутніх водах родовища та забруднювачами геологічного середовища регіону досліджень. Оцінка можливостей підземного захоронення стічних вод у межах структури Пинянського родовища розкрита в дев’ятому розділі.

Розділ I. Фізико-географічна характеристика району досліджень

Площа Львівської області становить 21 800 км2 (3,6% території України). Адміністративний центр — м. Львів. Область складена з 20-ти адміністративних районів, 43-х міст, 34-х селищ міського типу і 1854-х сіл. В області проживає 2761,5 тис. чол. (5,4% населення України), середня щільність населення 126,7 чол. на 1 км2.

Рельєф області - неоднорідний: гірський на півдні (Українські Карпати, найвища точка — г. Пікуй, 1408 м), на північ змінюється підняттям у Передкарпатті, горбистий на Подільській височині (до 471 м), низинний у Малому Поліссі і знову підняття — в межах Волинської височини [1].

Клімат помірно континентальний: зима відносно тепла з частими відлигами (середня температура січня _3,9 — _6,6?С) і тепле літо (середня температура липня +15,0 — +18,7?С). Характерним є зростання континентальності з заходу на схід та майже широтний розподіл окремих метеорологічних елементів — опадів, вологості повітря, вітрового режиму тощо. У Карпатах спостерігається зміна метеорологічних елементів з висотою: температура повітря і тиск знижуються, кількість опадів збільшується, зростає швидкість вітру. Деякі місцеві кліматичні особливості спостерігаються поблизу міст і штучних водойм, на меліорованих землях.

Кількість опадів коливається від 640740 мм (Мале Полісся) до 1000 мм (Карпати). Висота снігового покрову від 3040 см (на рівнині) до 50100 см (у горах). Несприятливі кліматичні явища: тумани, ожеледь, зливові дощі з градом, сильні вітри, весняні заморозки [1].

В області 8950 рік, з яких 216 рік має довжину більше 10 км. Вони відносяться до басейнів Дністра, Дніпра і Західного Бугу. Середня щільність річкової сітки — 0,35 км/км2 (Мале Полісся), 0,70 км/км2 (Передкарпаття), 1,50 км/км2 (Карпати).

Підземне живлення відіграє суттєву роль для рік розчленованих рівнин, долини яких глибоко врізані у товщу інтенсивно тріщинуватих і закарстованих порід. Формування їх меженного стоку відбувається, в основному, за рахунок підземних вод, що виклинюються на денну поверхню, і пов’язане з особливістю режиму підземних вод і зв’язком останніх з поверхневими водами.

Для гірських річок снігове живлення є переважаючим і складає 50%, дощове — 44% і тільки 6% складає підземне.

Розподіл середньорічного річного стоку наступний. Основна його частина припадає на весняний період — 40%, на літо — 20−30%, а на осінь та зиму 30−40%.

У водному режимі рівнинних річок чітко виявлена весняна повінь, низька літня межень з окремими дощовими паводками, незначне підвищення рівнів восени і низька зимова межень, що інколи порушується тривалими відлигами. Інтенсивність наростання та загальне підвищення рівнів води залежить від розмірів річкового басейну, висоти снігового покриву та погодних процесів.

Ріки Карпат мають паводковий режим. Формуванню високих паводків сприяють зливові дощі, густа гідрографічна сітка і значне падіння. Паводки характерні протягом усього року.

В області багато дрібних озер і біля 1200 водоймищ загальною площею 600 км2. Річки і водойми використовуються для промислового і комунального водопостачання, риборозведення. Річне споживання води становить 386 млн. м3, об'єм скидів забруднених стічних вод у природні поверхневі водні об'єкти — 55,9 млн. м3.

Ґрунти області - сірі лісові (60,0%), темно-сірі лісові опідзолені і опідзолені чорноземи.

Природна рослинність представлена лісовими, луговими і болотними різновидами. Ліси займають 25% території області (сосна — 23%, смерека — 20%, бук — 17%, дуб — 16%).

Серед родовищ корисних копалин найбільше промислове значення мають паливно-енергетичні (нафта, газ, кам’яне вугілля, торф) і сировини для хімічної промисловості (калійна і кам’яна сіль, сірка, озокерит). Важливе економічне значення для області мають запаси будівельних матеріалів: гіпсів, вапняків, мергелів, пісковиків, глин. Є велика кількість джерел мінеральних вод і лікувальних грязей.

Галузями спеціалізації області є машинобудівна, хімічна, паливно-енергетична, деревообробна, целюлозно-паперова, легка і харчова промисловість. Сільське господарство спеціалізується у тваринництві на виробництві яловичини і м’яса птиці, у рослинництві на вирощуванні цукрового буряка, льону, зернових культур. Площа земель, що знаходяться у користуванні сільськогосподарських підприємств і господарств — 13 840 км2 [2].

Загальна довжина залізниць у межах області - 1308 км, щільність — 60,0 км на 1000 км2. Основні магістралі: Київ-Львів-Стрий-Чоп, Львів-Самбір-Ужгород, Львів-Івано-Франківськ, Львів-Тернопіль, Львів-Червоноград-Володимир-Волинський, Львів-Пшемисль (Польща). Залізничні вузли: Львів, Стрий, Самбір, Червоноград, Красне. Загальна довжина автомобільних доріг — 8000 км (в т. ч. із твердим покриттям — 7700 км), щільність — 354,6 км на 1000 км2. Основні автодороги: Львів-Броди-Київ, Львів-Стрий-Мукачеве, Львів-Мостиська, Львів-Червоноград-Володимир-Волинський, Львів-Луцьк, Львів-Рівне, Львів-Тернопіль, Львів-Івано-Франківськ. У м. Львові знаходиться міжнародний аеропорт. Територію області перетинають нафтопровід «Дружба», газопроводи Уренгой-Помари-Ужгород і Івацевічі-Долина.

Розділ II. Геологічні умови зовнішньої зони передкарпатського прогину

2. 1 Тектоніка

Пинянське газове родовище знаходиться в межах північно-західної частини Зовнішньої (Більче-Волицької) зони Передкарпатського прогину.

Передкарпатський крайовий прогин знаходиться між Волино-Подільською окраїною Східноєвропейської платформи і Карпатською складчастою областю, від якої він відділений Передкарпатським глибинним розломом [3].

Це типовий передгірський прогин. Він ділиться на три структурно-формаційні зони: Більче-Волицьку, Самбірську (покров) і Бориславсько-Покутську (покров). В основу виділення зон покладені відмінності в будові і складі донеогеновогого фундаменту, історії геологічного розвитку, характері плікативних локальних структур і поширенні корисних копалин.

В південно-західній Бориславсько-Покутській зоні донеогенова основа складена крейдово-палеогеновими флішовими утвореннями Карпат, які перекриваються моласами нижнього міоцену. Внутрішня структура Бориславсько-Покутської зони характеризується розвитком лінійних лежачих загорнутих до північного сходу антиклінальних складок, розділених насувами. Синклінальні структури, як правило, не виражені. Насуви другого порядку простежуються на великі віддалі, зумовлюючи перекриття однієї групи складок іншою і утворюючи таким чином багатоярусне розміщення антиклінальних структур по вертикалі. Тут виділяються Бориславський покрив (І ярус складок), Майданський покрив (ІІ ярус складок), Битківський покрив (ІІІ ярус складок) і Покутський покрив [4].

Структури Бориславсько-Покутської зони перекриті з південного заходу Скибовим покривом Карпат і насунуті на Самбірську зону.

Самбірська зона — це система лінійних складок, інколи насунутих одна на другу, утворюючи покрив, яка з південного заходу перекриває автохтонні утворення Більче-Волицької зони. Вона складена моласами раннього міоцену. В будові Самбірського покриву приймають участь два комплекси порід міоцену, що розділені кутовим неузгодженням. Нижній комплекс складений добротівською, стебницькою і балицькою світами (нижніми моласами) — основною масою покрову, на якому залягають менш дислоковані відклади баденію і сармату (верхні моласи). Останні мають локальне поширення. Нижні моласи зім'яті в лінійні складки. Характерною особливістю Самбірської зони є розвиток широких синклінальних складок, розділених вузькими антикліналями [4].

Більче-Волицька зона сформована розбитим системою розломів доміоценовим фундаментом, який перекритий слабодислокованими товщами верхніх молас карпатію, бадену і сармату. Потужність останніх різко зростає у напрямку Карпат.

Характер тектоніки в цій зоні визначається повздовжніми розломами, закладеними ще в її фундаменті. У баден-сарматський час рух її окремих блоків активізувався і вони розвивалися самостійно один від одного. Поряд з повздовжніми розломами в будові зони помітна роль належить поперечним скидам і скидо-зсувам. Вони мають невеликі амплітуди вертикального зміщення, горизонтальні - від декількох сотень до 1500 м [5].

Пинянське газове родовище розташоване в Самбірському районі Львівської області за 5 км від м. Самбір. Воно пов’язане з Крукеницькою підзоною Більче-Волицької зони.

2.2 Водоносні комплекси та водотривкі породи

Водонапірний суббасейн Зовнішньої зони Передкарпатського прогину сформований рифейським, палеозойським, мезозойським та міоценовим літолого-стратиграфічними комплексами, серед них виділяються здебільшого водоносні, переважно водотривкі та проміжні гідрогеологічні комплекси — ті, серед яких поширені спорадичні водоносні та водотривкі пласти [6].

Протерозойські (рифейські) відклади розкриті багатьма свердловинами у північно-західній частині прогину безпосередньо під міоценом і складені філітами та хлоритово-серицитовими сланцями із прошарками аргілітів, кварцитів, кварцитових пісковиків, слабоводоносних. Цей комплекс гідрогеологічно не вивчений і умовно віднесений до проміжних.

Палеозойський комплекс представлений кембрійськими, силурійськими, а у південно-східній частині Зовнішньої зони — ордовицькими і девонськими породами.

Кембрійські утворення розкриті свердловинами на багатьох нафтогазорозвідувальних площах і родовищах -- від Коханівського на північному заході до Богородчанського на південному сході. Вони складені перешаруванням чорних і темно-сірих невапнистих аргілітів, міцних кварцитів, пісковиків і алевролітів, загальною товщиною понад 1000 м. Цей комплекс теж слабоводоносний, віднесений до проміжних.

Силурійські відклади, встановлені в опорній свердловині Рава-Руська, св. № 9 в Угерську, св. № 3 в Держеві та ін. Це слабометаморфізовані сланці, аргіліти з проверстками пісковиків, алевролітів, рідко мергелів і вапняків. Потужність товщі також понад 1000 м, водоносність незначна, тому, за аналогією з кембрійською, вона також віднесена до проміжних.

Девонський літолого-стратиграфічний комплекс складений строкатими аргілітами і пісковиками, поширеними переважно в південно-східній частині Зовнішньої зони. Цей комплекс, товщиною до 270 м також віднесений до проміжних.

Загалом палеозойські відклади характеризуються дуже низькими ємнісно-фільтраційними показниками: їх міжгранулярна пористість не перевищує перших одиниць відсотків, проникність менша за 0,1Ч10-3 мкм2. Цим визначаються дуже малі дебіти свердловин, що не перевищують перших кубічних метрів за добу. Більше значення мають тріщини, поширені локально, утворюючи тріщинні та порово-тріщинні колектори. Припливи води отримані саме з таких ділянок.

Мезозойський літолого-стратиграфічний комплекс охоплює трансгресивну базальну лагунно-контенентальнуї (лейяс-догер), теригенну прибережну морську (догер), трансгресивно-регресивну карбонатну (мальм-крейда) формації.

Протягом лейясу у західній частині району відкладалися лагунні осади-вапняковисті пісковики і алевроліти з проверстками аргілітів та кам’яного вугілля (мединицька світа), головним чином, в зоні Краковецького розлому (Північні Мединичі, Грушів). Товщина колекторських прошарків сягає 6 м, відкрита пористість пісків і алевролітів 1−17%, проникність до 0,5Ч10-3 мкм2.

У середньоюрський час у північно-західній частині Зовнішньої зони формувалися породи коханівської світи, представлені теригенними прибережними морськими відкладами. Це темно-сірі аргіліти, пісковики і гравеліти. На сході ж утворилася базальна строката континентальна формація, представлена глинами, алевролітами, пісковиками й конгломератами. Загальна найбільша товщина середньоюрських відкладів становить 320 м.

Пористість пісковиків і алевролітів коливається в дуже широких межах — 2,5−25%, проникність менша за 0,1Ч10-3 мкм2, в деяких випадках до 19Ч10-2 мкм2 (Більче-Волиця, Північні Мединичі, Коханівка).

В мальмі осадонагромадження відбувалося в умовах гарячого клімату в неглибокому морському басейні, де відкладались сульфатно-карбонатні осади: ангідрити й доломіти келовей-оксфорду та вапняки кімерідж-титону.

У складі келовей-оксфордського ярусів виділено товщу окременілих вапняків, рифових вапняків, вапняково-глинистий горизонт та доломітову вапнякову товщу. За даними промислово-геофізичних досліджень Б.М. Улізла (1969) породи келовею-оксфорду розчленовані на 12 літологічних пачок.

Кімерідж-титонські породи незгідно перекривають келовей-оксфордські і представлені утвореннями плиткого моря — органогенно-уламковими, псевдооолітовими, оолітовими і пелітоморфними вапняками з рідкісними прошарками дрібнозернистих вапняковистих пісковиків, аргілітів і мергелів. Подекуди в їх основі є конгломерати і брекчії. За геофізичними даними тут виявлено 4 літологічних пачки.

Найбільша товщина юрських відкладів сягає 1500 м в зоні Краковецького розлому, у якій поширені масивні органогенні і органогенно-уламкові вапняки з губками, моховатками, форамініферами, мушлями м’якунів, голкошкірими опарської світи [7]. Серед верхньоюрських порід є пласти пісковиків з хорошими колекторськими властивостями (пористість 11,9−23,2%, проникність 0,8−6,6Ч10-3 мкм2, товщина до 26 м на площах Рудки, Підлуби). Пісковики й алевроліти з добрими колекторськими властивостями зустрічаються в усьому розрізі мальму.

У крейдовий час на еродованій поверхні формувалася глауконітово-крейдяна формація, у складі якої широко поширені мергелі, різні вапняки, а також теригенні породи. Загальна їх товщина сягає 800 м (Більче-Волиця, Угерсько), зменшуючись до південного сходу.

Нижньокрейдові відклади складені пісковиками, вапняками, глинами, аргілітами й глинистими алевролітами (Більче-Волиця, Держів, Угерсько, Північні Мединичі), товщиною 80−200 м. Далі на північний захід у розрізі трапляються органогенно-уламкові, піщані та органогенно-детритові вапняки.

Верхньокрейдовий відділ представлений сеноманським і туронським ярусами і сенонським підвідділом (коньяк, маастрихт).

Сеноманські породи утворені малопотужними кварцово-глауконітовими пісковиками з прошарками гравелітів, перекритими мергелями і органогенно-уламковими вапняками. У нижній частині пісковики мають хороші колекторські властивості (пористість 5−16% на площі Північні Мединичі).

Туронський ярус збудований вапняками з проверстками мергелів, глин, пісковиків і алевролітів з інтергранулярною пористістю до 5%.

Сенонські відклади переважно складені монотонною товщею пелітоморфних вапняків і мергелів, часом світло- або зеленкувато-сірими пісковиками з проверстками алевролітів. Пісковики і алевроліти на невеликих відстанях заміщаються мергелями, аргілітами. Найбільша товщина сенонських відкладів (в Угерську) близько 600 м. Найкращими колекторськими властивостями відзначаються пісковики на Угерському і Більче-Волицькому родовищах (пористість до 33,2%, проникність 2,44Ч10-3 мкм2).

Пористість вапняків дуже низька, в середньому для верхньої юри не вища за 3,5; нижньої крейди — 4; верхньої - 5−7%. У цих відкладах колекторами є тріщинуваті і кавернозні різновиди. Найбільше тріщинуваті покрівельні частини товщі під ерозійною поверхнею (Рудки, Коханівка).

Неогенові (міоценові) відклади власне прогину залягають на різних стратиграфічних горизонтах — від рифею до сенону (місцями дуже малопотужного палеогену). Міоценові відклади представлені згідно зі схемою О. С. Вялова [8] утвореннями карпатію, баденію і нижнього сармату.

Відклади карпатію малопотужні, до 100 м, поширені, головно, в заглибинах ерозійного донеогенового рельєфу. Складені кварцовими зеленувато-сірими різнозернистими, слабозцементованими пісковиками, алевролітами, подекуди з проверстками піщанистих глин. В основі карпатію зустрінуті конгломерати з уламків мергелів, вапняків, пісковиків.

Пісковики й алевроліти характеризуються пористістю від 6 до 31% (середня 12−14%), звичайно малою проникністю — меше 0,1Ч10-3, але інколи вона зростає до 270Ч10-3 мкм2.

Між породами карпатію та мезозою немає непроникних горизонтів, тому вони становлять гідродинамічно єдиний резервуар. Подекуди самі породи карпатію, складені мергелями і аргілітами, є непроникними.

Баденій представлений богородчанською світою або баранівськими верствами нижнього баденію, тираською та косівською світою верхнього баденію. Нижньобаденські відклади залягають трансгресивно на різновікових утвореннях від рифею до карпатію. Вони складені мергелями і глинами з прошарками пісковиків і туфогенних порід, рідко вапняків, які в північно-східному напрямі заміщаються пісковиками і літотамнієвими вапняками (баранівські верстви).

Тираська світа верхнього баденію, товщиною до 40, рідко 80−100 м, складена дрібно- та крупнокристалічними гіпсами, сірими і голубувато-сірими аргілітами з прошарками глин, пісковиків, карбонатних порід і кам’яної солі, що утворює лінзоподібні тіла. У напрямку до Карпат у тираській світі з’являється більше теригенного матеріалу, а товщина гіпсів та ангідритів меншає [9]. Найбільшу товщину світа має на південному сході, де складена переважно соленосними глинами. Такі ж глини, товщиною до 45 м залягають на площі Залужани на північному заході. У бік платформи гіпси й ангідрити поступово замінюються ратинськими вапняками. Відклади тираської світи є надійним водотривким горизонтом між нижньою і верхньою частинами баденію.

Вище залягають сірі й темно-сірі вапняковисті глини й аргіліти з проверстками кварцових дрібнозернистих пісковиків й алевролітів косівської світи. Кількість колекторських прошарків зростає зі збільшенням товщини світи, що різко змінюється від десятків до 300−700 м.

Косівська світа характеризується значною глинистістю, піщані горизонти у ній відсутні (Північні Мединичі, Рудки, Добряни, Судова Вишня), або поширені на окремих ділянках (Богородчани-Парище, Ковалівка-Черешенька, Коршів), тому ці відклади в деяких районах є водотривкими; їх товщина становить 30−50 м.

Нижньосарматські відклади представлені дашавською світою, складені перешаруванням сірих і темно-сірих сланцюватих глин та різнозернистих пісковиків і алевролітів з рідкими проверстками туфів і туфітів. Світа розділена на дві підсвіти — нижньо- та верхньодашавську. Перша сягає найбільшої товщини у Крукеницькій западині - 3000 м. В її складі до 40% піщаних порід. На газових родовищах у підсвіті виділено 17 горизонтів (НД-1 — НД-17) за матеріалами ГДС, які добре корелюються у північно-західній частині Зовнішньої зони і гірше — в центральній і південно-східній. Відклади верхньодашавської підсвіти значно глинистіші. Кількість піщаних пластів становить 10−15% загальної товщини, яка в зоні Краковецького розлому сягає 1900 м. У верхньодашавській світі виділено 14 горизонтів — від ВД-1 до ВД-14.

Колектори у розрізі косівської і дашавської світ представлені пісковиками і алевролітами, товщиною 0,1−0,3 м, дуже рідко до 2−5 м. Переважають щільні відмінності, але є й дуже пухкі. Цемент глинистий, глинисто-карбонатний, карбонатний та кременистий. У глинистій фракції присутня гідрослюда з домішками каолініту, хлориту і монтморилоніту. Пористість пісковиків на глибинах 500−1000 м сягає 28−34, а на глибинах 1800−2000 м — 20−22%. Ще глибше — 3200−4500 м вона зменшується до 4−6% [9]. При вмісті карбонатів понад 25% пісковики втрачають фільтраційні властивості. Нижньосарматським і баденським відкладам властиві значні зміни літофацій у розрізі і по площі поширення.

Розділ III. Геологічна будова та газоносність пинянського родовища

Пинянська структура підготовлена сейсморозвідкою у 1965 р. по відбиваючих горизонтах нижньосарматських відкладів. В 1967 р. свердловиною 5 було відкрито родовище. З горизонту НД-8 (інт. 1942−1948 м) одержано приплив газу 361 тис. м3/добу через 12,3-мм діафрагму при буферному тиску 13,2, пластовому — 23,3 МПа, а з горизонту НД-6 (інт. 1715−1740) — 830 тис. м3/добу через 20-мм діафрагму при буферному тиску 12,5, пластовому — 16,9 МПа [10].

У межах родовища відкрито п’ять газових покладів. Його розвідка завершена в 1970 р. У цьому ж році були підраховані запаси. Всього на той час було пробурено 23 пошукові і розвідувальні свердловини та 16 експлуатаційних. В процесі розробки виявлено ще два газових скупчення в горизонтах ВД-14 та НД-1 і два непромислових скупчення у стебницьких породах і горизонті НД-2.

Пинянська структура розташована між Залужанською і Садковицькою, які разом з Хідновицькою утворюють одну лінію антиклінальних складок. Вона простягається вздовж насуву Самбірської зони на Більче-Волицьку.

Пинянська структура по сарматських горизонтах — це слабовиражений структурний ніс, вісь якого піднімається у північно-західному напрямку. Його північно-західне крило примикає до насуву Самбірської зони і зрізається ним на різних стратиграфічних рівнях. У середній частині носа виділяється невелика антиклінальна складка, яка обмежується замкнутою ізогіпсою покрівлі горизонту НД-6 -1420 м. Вона не є самостійною пасткою і входить в єдиний резервуар, в якому продуктивні пісковики заміщуються глинами у північно-західному напрямку.

Газові поклади пов’язані з піщано-глинистими горизонтами дашавської світи нижнього сармату: ВД-14, НД-1, НД-5, НД-6, НД-7, НД-8, НД-9. Поклади пластові склепінні літологічно обмежені та тектонічно екрановані.

Контакти газ-вода знаходяться на абсолютних глибинах від -1327 до -1740 м. У горизонтах ВД-14 та НД-1 вони не встановлені.

Розробка родовища почалася в 1968 р. У продуктивному розрізі виділено п’ять експлуатаційних об'єктів: горизонти ВД-14 і НД-1, НД-5, НД-7, НД-8, НД-9. Однак у зв’язку з літологічною мінливістю колекторів окремі частини деяких покладів розробляються як самостійні об'єкти.

Сумарний відбір газу за час розробки родовища станом на 1998 р. становив 8140,9 млн. м3, або 52,1% початкових запасів. Максимального відбору газу було досягнуто в 1972 р. — 1118,5 млн. м3. Найбільша кількість свердловин видобувного фонду — 29 (1971−1973 рр.). Середній дебіт газу однієї свердловини становив 190 тис. м3/добу. У 1993 р. родовище розроблялося 20 свердловинами. Річний видобуток газу склав 67,4 млн. м3, середній дебіт однієї свердловини — 9,5 тис. м3/добу [10].

Розробка стебницького покладу почалася у 1981 р. свердловиною 51 з робочим дебітом 12 тис. м3/добу при буферному тиску 7,15 МПа. З 1983 р. при пластовому тиску 1,36 МПа експлуатація проводилася за допомогою ежектора. На 1. 01 1989 р. відібрано 5,6 млн. м3 при зниженні тиску до 0,52 МПа.

Розробка горизонту НД-2 ведеться з 1991 р. свердловиною 23. За час її експлуатації відібрано при повному обводненні 0,822 млн. м3.

Горизонти ВД-14-ДН-1 розробляються з 1978 р. свердловинами 21 та 51. Відбори газу з початку експлуатації обмежувалися надходженням пластової води. У 1981 р. свердловина 51 обводнилася, а робочий дебіт газу свердловини 21 знизився до 1 тис. м3/добу при депресії на пласт 3071 МПа. За період 1978−1981 рр. з горизонтів відібрано 28,4 млн. м3 газу. З 1982 по 1986 р. розробка проводилася свердловиною 21, одержано 1 млн. м3 газу. За весь час розробки з об'єкта було видобуто 29,4 млн. м3 газу, що складає 32,7% початкових запасів. Середній пластовий тиск при цьому знизився від 10,03 до 5,07 МПа.

Горизонт НД-5 знаходиться в розробці з 1979 р. Найбільша кількість експлуатаційних свердловин — шість (1989−1990рр.). Максимальний відбір газу досягнутий у 1993 р. (67,2 млн. м3). Всього з горизонту видобуто 181,9 млн. м3, або 6,3% початкових запасів. Пластовий тиск за період розробки горизонту знизився від 15,49 до 6,34, робочий — від 8,6 до 2,48 МПа. Середній робочий дебіт свердловин — 6,4−13,4 тис м3/добу.

Горизонт НД-6 введений у розробку в 1968 р. Максимальна кількість експлуатаційних свердловин — сім (1980−1981 рр.). Найбільшого річного відбору газу досягнуто в 1972 р. (446,2 млн. м3). Видобуток газу в 1993 р. склав 9,6 млн. м3. Всього з горизонту відібрано 6229,1 млн. м3, або 95,2% початкових запасів. Пластовий тиск за період розробки знизився від 17,4 до 3,3, робочий — від 12,94 до 0,57 МПа, а середній робочий дебіт свердловин — від 125,4 до 9,0 тис м3/добу.

Горизонт НД-7 розробляється з 1971 р. Максимальна кількість експлуатаційних свердловин — дві (1974−1984 рр.). Найбільший відбір газу досягнутий в 1975 р (57,9 млн. м3). Видобуток газу в 1993 р. — 1,5 млн. м3. Сумарний відбір газу за період розробки — 457,3 млн. м3, або 41% початкових запасів. Пластовий тиск за цей період знизився від 17,16 до 7,64, робочий тиск свердловин — від 8,34 до 1,93 МПа, а середній робочий дебіт свердловин — від 56,4 до 2,0 тис м3/добу.

Горизонти НД-8 і НД-9 розробляються з 1969 р. Максимальна кількість експлуатаційних свердловин — 29 (1971−1973 рр.). Найбільший річний видобуток газу досягнутий у 1972 р. (701,4 млн. м3). Відбір газу в 1993 р. — 30,6 млн. м3. За період розробки видобуто 4236,7 млн. м3 газу, або 51,6% початкових запасів. Пластовий тиск за цей час знизився від 23,48 до 5,5, робочий тиск свердловин — від 18,0 до 0,8 МПа, середній робочий дебіт свердловин — від 53,0 до 9,6 тис м3/добу.

Пинянське родовище знаходиться в завершальній стадії розробки. Падіння видобутку газу відбувається в основному через обводненість свердловин з водоносних проверстків. У зв’язку з цим буріння нових експлуатаційних свердловин недоцільне [10].

Розділ IV. Гідрогеологічні умови родовища

Підземні води Пинянського газового родовища вивчені 55 пробами (додаток А). Вони були відібрані 26 свердловинами із водоносних горизонтів нижньодашавської світи (НД-1 — НД-10) в інтервалі глибин 865−2420 м (рис. 4. 1, 4. 2).

Мінералізація пластових вод коливається в межах 2,47−25,90 г/л. У розрізі родовища спостерігається вертикальна гідрогеохімічна інверсія, яка виражається у зменшенні мінералізації пластових вод із збільшенням глибини залягання водоносного горизонту.

Виходячи з абсолютних вмістів макрокомпонентів (> 10%-екв) загальний гідрогеохімічний фон родовища має наступний вигляд:

1. гідрокарбонатні-хлоридні натрієві води — 60,0%;

2. хлоридні натрієві води — 31,2%;

3. хлоридні кальцієво-натрієві води — 2,2%;

4. гідрокарбонатні магнієво-кальцієво-натрієві води — 2,2%;

5. карбонатно-гідрокарбонатно натрієві води — 2,2%;

6. сульфатно-хлоридні натрієві води — 2,2%.

Усереднений іонно-сольовий склад (табл. 4. 1) гідрокарбонатно-хлоридних натрієвих вод (27 пр.) згідно формули Курлова наступний:

Мінералізація цих вод коливається в межах 2,5−23,9 г/л. Головна їх особливість — це досить високий вміст НСО3- (10−49%-екв) при високому коефіцієнті варіації.

Майже третина підземних вод родовища (14 пр.) має хлоридний натрієвий склад:

Їхня мінералізація дещо вища і коливається в межах 3,2−23,3 г/л.

Хімічний склад інших поодиноких проб вод можна відобразити наступними формулами:

1. св. 14, гл. 1805 м, НД-7

2. св. 18, гл. 2070 м, N1ds1 — 9

св. 31, гл. 2055 м, N1ds1 — 9

3. св. 20, гл. 2245 м, НД-10

Серед досліджених 45 проб більша частина (66,6%) представлена водами гідрокарбонатнонатрієвого типу, води інших типів присутні у значно менших кількостях: хлориднокальцієві - 15,6%, хлоридномагнієві і сульфатнонатрієві - по 8,9%.

Води гідрокарбонатнонатрієвого типу залягають, в середньому, глибше, ніж води інших типів — 1901 м (1157−2565). Вони мають такий середній хімічний склад (30 пр.):

За складом вони гідрокарбонатно-хлоридні (М в межах 2,5−24,1 г/л), реакція середовища змінюється від кислої до лужної (рН=5,5−9,0). Головна особливість цих вод — високий вміст НСО3- — 2911 мг/л (351−5734). Вміст мікрокомпонентів становить, мг/л: NH4 — 1−60; Br — 59−91; J — 1−69; B2O3 — 6−250. Води неметаморфізовані - rNa/rCl=1,32(1,02−2,02), сульфатність досить висока — 2,74 (0,03−17,4), хлор-бромний коефіцієнт низький — 158,9 (69−446).

Води хлоркальцієвого типу розкриті на глибинах 1565 м (888−2026) у нижній частині верхньодашавської підсвіти і в більшій частині розрізу нижньодашавської. Їх усереднений (7 пр.) іонно-сольовий склад такий:

За складом вони хлоридні натрієві (М — 15,1−23,1 г/л); реакція середовища змінюється від слабокислої до сильнолужної (рН=6−10). Вміст мікрокомпонентів, (мг/л): NH4 (30−100), Br (19−74), J (18−93), B2O3 (60−122). Їхні концентрації не мають чіткої кореляції із мінералізацією вод. Води, в цілому, слабкометаморфізовані та неметаморфізовані - rNa/rCl=0,92 (0,82−0,96), rCa/rMg=6,7. Коефіцієнт сульфатності низький 0,77 (0,46−1,55). Хлор-бромний показник — 268,7 (167−661). Відповідні характеристики вказують на сприятливі умови для збереження вуглеводневих скупчень.

Води хлормагнієвого типу виявлені у верхній частині нижньодашавської підсвіти на глибині 1251 м (1104−1465). Їх середній (4 пр.) іонно-сольовий склад має такі характеристики:

За складом це хлоридні натрієві води, солонуваті і солені (М=9−25 мг/л), реакція середовища нейтральна (рН=6−7). Води неметаморфізовані rNa/rCl=0,99 (0,97−0,998), rCa/rMg=0,33; сульфатність низька — 0,34 (0,015−1,01); Cl/Br коефіцієнт також низький — 162,4 (145−174). Вміст мікрокомпонентів становить: NH4 (30−75 мг/л), Br (29−87), J (21−64), B2O3 (80−244). Загалом, склад вод цього типу близький до складу вод хлоркальцієвого типу, тільки вміст бору у перших вищий.

Води сульфатнонатрієвого типу виявлені на глибинах 1130−2245 м. Їх сольовий склад можна представити такою середньою формулою (4 пр.):

За складом вони хлоридні натрієві, солонуваті і солені (М=3,2−17,3 г/л), нейтральні та слабокислі (рН=5−6,7). З-поміж чотирьох типів ці води мають найменшу мінералізацію і найбільший вміст сульфатів — 299,8 мг/л. У відносних кількостях вони також містять найменші кількості мікрокомпонентів (мг/л): NH4 — 6−70, Br — 13−30, J — 0,4−37,2, B2O3 — 0−80. Води неметаморфізовані - rNa/rCl=1,04 (1,001−1,16), з високою сульфатністю — 7,54 (0,22−19,9) і низьким Cl/Br коефіцієнтом — 214 (125−280).

Водорозчинені гази Пинянського родовища вивчені на шести пробах, відібраних із 4-ох свердловин з глибин 1100−2076 м (N1ds2 — 14, N1ds1— 2,9) (додаток Б). Усі проби близькі за газовим складом: CH4 — 95,41 (91,08−99,81 об. %), N2 — 4,04 (1−7,9), CO2 — 0,55 (0,4−1,0). Вміст аргону становить 0,058 об. %, гелію — 0,001 об. %. Це метанові гази, які за складом близькі до вільних газів з покладів родовища.

Геотермобаричні параметри і дебіти водоносних горизонтів Пинянського родовища вивчались у 123 інтервалах 22-ох свердловин на глибинах 188−2515 м. Досліджувалися інтервали насуву (n-14, гл. 188−835 м), верхньо- і нижньодашавської підсвіт (n-14 і n-95 відповідно).

Температура у водоносних горизонтах (n-67) зростає з глибиною від 34 0С (гл. 900 м) до 77 0С (гл. 2267). Пластовий тиск (n-15) зростає від 10,65 МПа (гл. 1108 м) до 32,56 МПа (гл. 2247). Коефіцієнт гідростатичності (Кг) на глибинах до 1800 м коливається в межах 0,95−1,02, на глибинах більше 1800 він зростає до 1,43.

Дебіти вод здебільша незначні. У породах насуву вони становлять 0,1−80 м3/добу при пониженнях 98−746 м (n-15); в більшості інтервалів (62%) вони складають 1,1 (0,1−3,3 м3/добу); і тільки у св. 15 (гл. 990−1150 м) дебіти суттєво зростають (n-4) 52 (33−80 м3/ добу) при пониженнях 616−732 м.

У водоносних горизонтах верхньодашавської світи (ВД — 13, 14) дебіти (n-13) у більшості (91%) випробуваних інтервалів становили 1,95 (0,6−4,1 м3/добу); і лише у св. 16 (гл. 1068−1120 м) вони були значно більші - 12,6−20 м3/добу при пониженнях 513−673 м.

Найбільше дебіти вод притаманні нижньодашавським горизонтам НД — 1−10 (n-49), де вони становили 0,09−480 м3/добу при пониженнях до 1768 м, часто свердловини переливали. Дебіти в межах 0, n-1 м3/добу характерні майже для третини (28,6%) випробуваних інтервалів, в межах > 1−10 — для 44,9% інтервалів. Великі дебіти виявлені лише у п’яти (1,5,6,2,16) із 17 свердловин. У перших трьох отримано дебіти в межах 26,8−480 м3/добу. У св. 2 і 16 максимальні дебіти — 55−207 м3/ добу отримано з верхніх горизонтів НД-1, 2 при пониженнях 78−734 м.

Розділ V. Еколого-геохімічна характеристика супутніх вод пинянського газового родовища

Специфіка розробки нафтових і газових родовищ призводить до накопичення значної кількості води, яка добувається на поверхню попутно з нафтою і газом. Це, як правило, високомінералізовані солянки із глибоких водоносних горизонтів, які захоплюються при відборі нафти, або слабкомінералізовані конденсовані з газу чи сегреговані з нафти при її відстоюванні води. Ці води забруднені нафтопродуктами, фенолами, мінеральними солями, завислими речовинами і іншими компонентами. Кількість супутніх вод на великих родовищах сягає декількох тисяч м3/добу.

Аналітичні дослідження еколого-геохімічних характеристик супутніх вод Пинянського газового родовища проводилися у 1982, 1988, 1995, 1997 роках (табл. 5. 1, 5. 2). Будь-яких закономірностей щодо зміни їхнього іонно-сольового складу протягом цього відтинку часу не спостерігається. Води майже виключно гідрокарбонатнонатрієвого типу з мінералізацією від 2,74 до 29,84 г/л. За складом вони переважно хлоридно-гідрокарбонатні натрієво-кальцієві. Реакція середовища має лужний характер, pH коливається в межах 8,1−9,0.

Разом з тим супутні води родовища забруднені фенолами (леткими та нелеткими), сумарний вміст яких інколи перевищує 8 мг/л, нафтеновими кислотами (27−30 мг/л), гуміновими (1,57−3,25) та жирними (11,8−137,0) кислотами. Сумарний вміст органіки при перерахунку на вуглець сягає 236,4 мг/л.

Розділ VI. Еколого-гідрогеологічний стан нафтогазопромислів карпатської нафтогазоносної провінції

Застосування у промисловості і великі обсяги виробництва широкого спектру органічних сполук призвели до значного забруднення довкілля. Серед найпоширеніших полютантів, що визначають характер техногенного забруднення природних вод вагому частку складають нафтопродукти. Їх загальна емісія у довкілля становить, за оцінками різних авторів, від 5 до 19 млн. т в рік [11, 12]. З них близько двох мільйонів тон виноситься у моря й океани [12]. Значна кількість нафтопродуктів та інших полютантів надходить у поверхневі води з територій нафтовидобувних регіонів. Так, згідно [13] у водах рік в межах Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції вміст нафтопродуктів і фенолів у десятки раз перевищує встановлені норми гранично допустимих концентрацій (ГДК). Втрати нафти у нафтовидобувній галузі цього регіону оцінюють в межах 3% річного видобутку, або 7 млн. т/рік. Джерелами забруднення виступають глибокі бурові свердловини різного призначення, нафтогони, пункти підготовки нафти тощо.

В результаті узагальнення досліджень забруднення нафтопродуктами геологічного середовища [12] встановлено, що основне забруднення природних вод нафтопродуктами пов’язане із систематичними втратами останніх при транспортуванні, зберіганні і переробленні, причому ці втрати на порядок перевищують обсяги витоків при аварійних ситуаціях (розриви трубопроводів, аварії танкерів). Стійкі зони забруднень нафтопродуктами приурочені до територій нафтопереробних підприємств, сховищ нафтопродуктів, автозаправних станцій вздовж автомагістралей. Загалом, умовно вважають, що втрати нафти з нафтопереробних заводів складають 0,6−0,8%, а з мережі нафто- і нафтопродуктогонів — 1−1,2% [12].

У стічних водах нафтовидобувної промисловості може міститись до 1,5−10 г/л нафтопродуктів [14]. Окрім нафтопродуктів, вони завжди містять також значні концентрації низки інших специфічних органічних сполук: органічних кислот, фенолів, альдегідів, складних ефірів тощо. Зокрема, вміст фенолів у пластових водах, що видобуваються з нафтою, може досягати десятків міліграм на літр. Природний фон фенолів у поверхневих водах незабруднених територій не перевищує 0,02 мг/л [14], а нафтопродуктів знаходиться в межах 0,01−0,2 мг/л, сягаючи в окремих випадках 1,0−1,5 мг/л.

У водному середовищі нафтопродукти, залежно від форм та умов надходження, існують у вигляді емульсій, комплексних сполук, адсорбованими на завислих частинках, у водорозчинному стані чи у вигляді плівки. Особливо небезпечною є водорозчинна частка нафтопродуктів (перш за все, це група ароматичних сполук) через їх здатність до тривалої міграції у воді, стійкість до деградації і високу токсичність [15]. Тривале забруднення нафтопродуктами, особливо в комплексі з іншими забрудненнями, наприклад хлоридами чи важкими металами, може спричинити значне погіршення якості природних вод та порушення екологічної рівноваги водних екосистем і руйнування екосистеми в цілому. Тому коректна еколого-гідрогеохімічна оцінка ступеню і характеру поширення такого типу забруднень є надзвичайно важливою.

Слід зауважити, що в процесі еколого-гідрохімічних досліджень постає достатньо складне питання щодо розмежування природної та техногенної складових забруднення. Наприклад, вуглеводневі сполуки можуть утворюватись внаслідок метаболічної активності живих організмів та розпаду їх решток. В такому випадку їх вміст буде визначатися трофністю водного середовища і величиною біологічної маси. Певна їх частка є у природних мінеральних утвореннях (нафта, пластові «нафтові» води, вугілля, вуглисті сланці та ін.) і може надходити у поверхневі води. Постає важливе завдання окреслення природного фону чи екологічної норми водного об'єкту стосовно вмістів цих сполук. Проблемними у визначенні ступеня забрудненості є також існуючі значення ГДК для нафтопродуктів і фенолів, оскільки існують різні групи фенолів і нафтопродуктів, які можуть досить суттєво відрізнятися за санітарно-гігієнічним, органолептичним чи токсикологічним впливом на якість вод. Недостатньою є інформація про скринінгові можливості поверхневих вод та закономірності трансформації органічних забруднень.

Стан екологічної безпеки нафтопромислових об'єктів. Приоритетною проблемою в охороні природних вод від забруднень нафтопродуктами є недостатня екологічна толерантність з боку промислових і, зокрема, нафтопромислових чинників. На нафтопромислах найчастіше виникають екологічно небезпечні ситуації двох типів: технологічні та аварійні. Перші зумовлені, низьким екозахисним рівнем технічних засобів та порушеннями технологічних вимог до якості робіт. Зокрема, недотримання таких вимог екологічної безпеки, як бетонування майданчиків, спорудження надійного ізоляційного обвалування і ємностей для стоків, виявлене на більшості обстежених нафтопромислів. Іншим прикладом небезпечного забруднення природних вод є аварійні ситуації на промислових свердловинах, що супроводжувались скидом високомінералізованої пластової води і нафти на прилеглу територію [6].

Забруднення вод відбувається також внаслідок скиду стічних вод з нафтозбірних пунктів (НЗП). Хоч стічні нафтові води після очистки переважно закачують у продуктивний пласт для підтримання пластового тиску, проте у випадках порушення технологічного режиму пластові води можуть скидати у найближчі поверхневі водопливи, що нами було відмічено на НЗП Східницького нафтового родовища. Ще одним чинником забруднення природних вод є т. зв. ліквідовані свердловини, коли відбувається просочування нафти та пластових вод стовбуром свердловини у позатрубному просторі чи через тріщини у цементних мостах. Такі виходи нафти ми спостерігали на ліквідованих свердловинах Заводівського і Стинавського родовищ. Тут видаються реальними два варіанти вирішення проблеми «ліквідованих свердловин»: перший — повторне проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт, другий — підтримання таких свердловин на балансі діючих з перманентним відбором нафти. Забруднення довкілля нафтою та пластовими водами також відбувається через несправності запірної арматури на свердловинах. При ліквідації нафтопромислів не завжди дотримуються вимог щодо якісної рекультивації ділянок [6].

Недостатньо дослідженим поки що є вплив експлуатації покладів нафти із застосуванням водної репресії. У випадку зміни гідродинамічного режиму пластових вод можуть відбуватися висхідні перетоки і забруднення ґрунтових та поверхневих вод.

Значно надійнішою виявилась природоохоронна забезпеченість на перекачувальних станціях нафтопроводу «Дружба», де функціонує система замкнутої каналізаційної мережі, куди відводять стоки з технологічних блоків компресорних станцій і дощові стоки з відповідно обвалованих технологічних майданчиків. Там наявні також надійно ізольовані резервуари на випадок аварійних витоків.

Поширення забруднень нафтопродуктами. Концентрації нафтопродуктів у поверхневих водах на даній території, зокрема, у водах р. Стрий, визначені в межах від «не виявлено» до 6 мг/л. Найвищий їх вміст відзначено у р. Стрий і його допливах в межах дренування території Бориславського НГВР. Вміст нафтопродуктів 6,05 мг/л встановлений у лівому допливі Стрия р. Східничанці, в басейні водозбору якої розміщені нафтопромисли Східницького і Новосхідницького родовищ нафти. Вона виявилась найзабрудненішою річкою в басейні Стрия. У процесі гідрохімічного опробування неодноразово спостерігались плівки нафти на поверхні води. Емісія забруднення нафтопродуктами тут, в першу чергу, пов’язана із незадовільним станом технологічного забезпечення нафтопромислів щодо охорони довкілля. За повідомленням місцевих мешканців в цій річці ще водиться риба, але вона пахне нафтою. На думку [6], це є хорошим прикладом адаптації окремих видів гідробіонтів до забруднення і вказує на їх ненадійність, як біоіндикаторів. Аналогічне явище відмічено у р. Дністер в місці скидання стоків Калуського концерну «Оріана», коли риба знаходилась у воді з мінералізацією близько 2 г/л і концентрацією нафтопродуктів у 10 разів вищою за ГДК [16]. Серед решти випробуваних допливів Стрия в межах Бориславського НГВР, високі концентрації нафтопродуктів відзначені у р. Стинавці (1,09 мг/л), потоці біля с. Підгородці, струмках, що дренують територію Заводівського нафтового родовища, правому допливі р. Уричанки (вміст у кілька разів вищий за ГДК). Загалом значно вищий рівень нагромадження нафтопродуктів притаманний водам допливів, які дренують території з розташованими там нафтовидобувними об'єктами. При цьому значний внесок належить супутнім пластовим водам з високим вмістом нафтопродуктів, зокрема, їх вміст у пластових водах Східницького і Заводівського нафтових родовищ був визначений у кількостях 20 і 9 мг/л відповідно.

У басейні р. Стрий вище впливу Бориславського НГВР, концентрації нафтопродуктів утримуються на рівні від «не виявлено» до 0,20 мг/л, і лише у створі біля смт. Верхнє Висоцьке вони були виявлені у кількості 0,82 мг/л, що можна пояснити локальним, можливо тимчасовим, джерелом забруднення. У верхів'ях більшості гірських потоків на цій ділянці вміст нафтопродуктів був нижче чутливості методу.

На окремих створах, де проводились періодичні гідрохімічні випробування, проявлялась достатньо помітна різниця вмістів нафтопродуктів. Зокрема, у створі Стрия, що знаходився 1500 м нижче впадіння р. Опір, в п’яти пробах вмісти нафтопродуктів коливалися в межах 0,12 — 0,53 мг/л. Така мінливість вмістів може бути зумовлена як спорадичними скидами стічних вод на нафтопромислах, так і змінами погодних умов.

Забруднення нафтопродуктами поширюється до водоносного горизонту в алювіальних відкладах в долині р. Стрий, де розташовані водозабори питних вод. Так, за даними хроматографічних досліджень [17] у водопровідній воді м. Львова, що постачається водогоном саме зі Стрийського водозабору, концентрація суми нафтопродуктів (без ароматичних вуглеводнів) складає від 0,08 до 0,25 мг/л, бензолу — 0,04−0,35 мг/л.

Концентрації природного фону, за даними [6], складають на різних ділянках від 0,01 (територія за межами впливу Бориславського НГВР) до 0,1 мг/л (Бориславський НГВР). Очевидно, що в межах території Бориславського НГВР основна частка фонової концентрації нафтопродуктів формується в результаті їх природної емісії з нафтових покладів. Відповідно до одержаних результатів, техногенна складова нафтопродуктів у поверхневих водах, які знаходяться під впливом розробки нафтових родовищ, може у десятки разів перевищувати фонові значення.

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой